石油二厂南催化影响长周期运行报告0512.docx

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石油二厂南催化影响长周期运行报告0512

抚顺石化公司石油二厂南催化车间

影响长周期运行分析报告

石油二厂南催化车间

2011年5月12日

影响长周期运行报告

由于催化裂化装置的特殊性，长周期运行是催化裂化装置长期追求的目标，我车间经过2005年的改造和全体车间人员的努力到2008年检修改造前实现了近30个月长期运行，有了这个基础和经验我们的目标是3年或4年长周期运行，下面就怎样保持这个长期稳定的运行谈一谈个人的看法。

停工原因多种多样，但总体可看到主要是电气仪表、机组、结焦和设备故障这几大类。

一、具体分析解决。

1、受电气仪表影响。

主要是定位器、测量元件和UPS电源等故障，虽然2005年和2008年经过两次改造更换并升级了大量仪表设备但还有很大一部分电器仪表存在问题。

要及时发现，并问题无大小之分，问题不过夜。

对各流量表、液面计要经常校核。

2、结焦问题。

催化剂跑损和分馏系统结焦影响停工次数较多，所以控制结焦问题是催化裂化装置能否开满长周期因素中最关键的，一旦结焦无法弥补，更没有在先处理的手段，只能开两器人孔进行清焦，此过程用时长，对装置的影响也最大。

我装置在2005年改造期间对于结焦问题作了较充分的考虑，如提升管底部预提升段结构改造；提升管出口快分的设计采用了中石化洛阳工程公司开发的粗旋+顶旋软连接结构，使油气停留时间在沉降器内缩短到5秒以内，可有效降低沉降器的结焦；进料喷嘴采用CSⅡ型大大改善了雾化效果。

通过洛阳院的整体设计，设备结构方面大大降低了沉降器结焦的几率，从上表可以看到2005年5月份改造后因为结焦而停工的次数仅为两次，一次是改造后刚开工因为分馏塔超温使油浆系统结焦，另一次是因为2007年8月再生器燃烧油喷嘴裂口无法堵漏紧急停工后再开工发现沉降器跑催化剂而停工，原因与开停工工艺条件改变有很大关系。

这就表明工艺参数控制与平稳操作再加上日常对原料、油浆及操作条件分析对抑制催化装置结焦有着巨大的作用。

结焦原理：

催化裂化反应是在特定温度和压力下的一种气固接触反应，原料油与再生催化剂接触后能否完全汽化就显得非常重要了。

在一般催化裂化条件下总是有一少部分高沸点组分不能完全汽化，以液相的形式存在，通常称之为“未汽化油”。

原料汽化过程一般在1/4秒时间内完成，催化剂粘附剩余的未汽化油形成“湿”催化剂，使催化剂表面温度急剧下降到接受提升管出口温度甚至更低，在近似于活塞流的环境中，依靠其它催化剂加热的程度又十分有限，这样含油的“湿”催化剂就可能粘附到提升管喷嘴对侧和沉积在沉降器和旋风分离器的“死区”形成“液焦”（液态焦炭），在催化剂的作用下伴随着一系列复杂的化学反应后，最终形成固体焦炭。

易结焦部位：

喷嘴、喷嘴上部的提升管内壁、粗旋出口、沉降器内部、顶旋、集气室、油气大管线、分馏塔底，一直到油浆循环系统。

2007年8月顶旋内结焦2007年8月沉降器内旋风和防焦蒸汽环管结焦

控制措施：

我车间在2005年改造后基本解决了设备结构原因结焦，但根据《催化裂化装置防结焦技术规范》，设备和工艺控制还存在小幅度差异，就此对比分析，尽量往规范上靠近。

a.经验预提升线速控制在2.0-3.0m/s，密度在250-400

根据洛阳院提供的开工要点中提升管沉降器线速公式干气量需要提到具体为：

1890kg/h（蒸汽）

预提升段密度为444kg/m3在干气量提升到位后密度可控制在400kg/m3左右。

b.提供足够的雾化蒸汽，并保证蒸汽的品质。

催化裂化装置的雾化蒸汽量保证大于原料的5%，掺渣量高的要提高到8%。

增加雾化蒸汽量也有利于降低油气分压，提升管总注汽比例（包括预提升干气或蒸汽）≮7%。

降低结焦倾向。

雾化蒸汽的温度以不低于原料油预热温度为宜。

目前车间的原料喷嘴处理量为175吨/时，雾化蒸汽量为6.83吨/时，雾化蒸汽量只是原料的4%，没有达到5%；按照进料量3500吨/天、回炼油按25吨/时计算，雾化蒸汽量应为8.54吨/时。

根据结焦原理可知雾化效果差可直接导致“未汽化油”增多，即“湿催化剂”增多，易发生结焦，但要想将雾化蒸汽提至8.5吨/时以上有一定的困难，一雾化蒸汽管线振动，二雾化蒸汽管线管径稍微有些细提量较困难，在今后长周期操作中尽量增加雾化蒸汽量，建议在油浆不回炼时请喷嘴厂家核算能否将回炼油单独移至油浆喷嘴，另外在下周期检修时改造雾化蒸汽管线；油浆喷嘴进料量为11吨/时，雾化蒸汽量为1.016吨/时，相当于8.5%，此满足防焦规范。

现在喷嘴雾化蒸汽用汽是用系统1.0Mpa蒸汽，温度大约230℃左右，原料预热温度是193℃，满足防焦规范。

c.根据原料的性质，确定合适的原料预热温度，使原料油在进料温度下的粘度小于5cSt.这一温度有的需180℃，有的则需220℃以上。

现在原料预热温度是193℃，按标定报告上混合蜡油80℃恩氏黏度7cSt，据此推断粘度小于5cSt的原料温度在180-220℃内可以达到，现在的预热温度是可行的。

d.采用较高的剂油混合温度，特别是原料馏分重，大分子很难汽化，需在较高剂油比和高温下，和催化剂混合接触，充分蒸发，减少未蒸发的液滴，减少结焦倾向。

要适当提高再生温度，再生温度可以接近710℃。

现在我装置的再生温度控制在690-720℃。

e.终止剂量应能达到新鲜进料的3-10%，原料油重，终止剂量要相应增加。

现在装置的终止剂用量是1.2吨/时，新鲜进料量为152吨/时，终止剂是新鲜进料的0.8%，不符合防焦规范，应将终止剂提高到4.4吨/时以上。

f.合理设置沉降器的防焦蒸汽，降低油气分压，降低重组份露点，减少冷凝结焦。

防焦蒸汽应采用1.0MPa蒸汽在烟道等处过热到400-550℃或采用中压过热蒸汽补充等措施保证蒸汽品质。

我车间现在由于过热蒸汽供酮苯和大蒸馏的需要，温度控制在280-380℃，虽没有达到防焦规范建议值但总体还是要高于系统1.0Mpa蒸汽温度，所以防焦蒸汽要改成过热蒸汽。

g.要采用较高的剂油比和较低的回炼比。

对原料性质恶劣的装置，剂油比≮6。

回炼比≯0.2,如原料性质更差,回炼比应进一步降低。

南催化装置现在的剂油比是6.02，回炼比是0.21，现在分馏塔底和回炼油罐液面处于低液面控制，所以回炼油及回炼油浆适当控制在总量31吨左右，回炼油浆为防凝控制不小于6吨/时，按3500吨/天回炼比才可以控制在0.2以下，调节再生温度尽量用渣油，调节回炼油液面和分馏塔底液面可以用外甩油浆的手段。

h.对原料性质恶劣的装置，防止过低的提升管出口温度，使油气中重组份冷凝聚合结焦，当然也要防止温度过高，加剧热裂化反应，形成硬焦。

提升管出口温度可以控制在500-520℃范围。

现在车间提升管出口温度有三点，两点在粗旋入口处，一点在顶旋入口处分别是509℃、509℃和503℃，那么控制起来要最低温度高于500℃和最高温度低于520℃同时满足。

i.油气大管线线速度应达到35m/s左右，原料性质差应进一步提高到接近40m/s，应在DCS上实现线速度的计算与显示。

我装置没有油气大管线线速指标，需要增加；由于反应系统旋分器、提升管、进料喷嘴的改造使催化装置结焦后移，在每次停工清焦的工作中油气大管线内焦块量是很大的，所以控制油气管线的速度显得重要了，同时为减少油气管线的温降，油气管线上的三个人孔要加上保温。

j.2005年改造后由于结焦后移的问题没有得到良好的重视，忽略分馏塔底控制指标，造成开工后一周分馏塔底和油浆系统结焦，所以控制分馏塔底液相温度以340-350℃为宜，油浆在塔底的停留时间≯5min，油浆系统（管线、换热器）的线速≮1.5m/s。

2005年7月5日分馏塔底及油浆系统结焦情况

油浆上返塔环形分布管油浆换热器芯子

k.催化剂平衡活性应≮60%,比表面积＞100m2/g，平衡剂上重金属（Ni+V）含量<10000ppm，并维持一定的剂耗。

当然要想彻底解决结焦问题只停留在现在的知识水平上还是不够的，这里只是同公司下发的防焦规范进行了简单对比，还没有深入探讨，如我从装置原料性质分析（数据不全）等，现在只能从工艺技术指标和操作平稳率角度上防止结焦的发生，做好记录，经常分析原料、油浆和操作参数的分析，同时还要加强学习再深入的分析研究才能做到减缓结焦发生。

3、沉降器问题。

由于2005年改造主要是解决再生器裂纹，对再生器整体更换，另外沉降器只更换了快分，即中石化洛阳工程公司开发的粗旋+顶旋软连接结构，更换了提升管反应器，更换了高效喷嘴，对于沉降器壳体采用了利旧的办法；2008年检修改造仍然没有更换沉降器壳体，只是对沉降器内壁清焦和衬里修复，由于壳体工作时间长，内壁结焦情况复杂，衬里开裂和鼓包较多，有的甚至鼓到顶旋附近容易热胀作用使旋风移位，粗旋出口与顶旋入口软连接结构对设计和施工精度本身要求就高，如因粗旋出口与顶旋入口不能对中，易造成油气不能快速进入顶旋，产生沉降器结焦。

这样的沉降器状况是目前南催化设备最大隐患。

衬里鼓包不均匀增加了沉降器温降，开裂的内壁温度低，易达到油气露点以下，容易造成油气凝聚结焦；另外沉降器内突起的焦块长时间经催化剂冲刷，再加上内壁不平滑温度不均匀，很容易脱落至汽提段，大块的可能被隔栅挡住但对汽提效果能产生巨大影响，待生剂定碳偏高发生碳堆；小块可能落到汽提段锥体严重的落到待生斜管终止流化，轻则损坏汽提环管使催化剂分布不均匀影响流化或造成再生器温度波动影响长周期操作。

沉降器必须在下个周期检修更换，现在须要认真平稳操作，减少操作波动引发衬里焦块脱落，并注意沉降器个部分温度变化，及早发现及早解决。

2005年改造利旧的沉降器内部，至今仍利旧，只作了简单处理。

但通过近六年的运行，到目前来看并没有影响安全长周期生产。

4、烟机问题。

2002年至现在因为烟机问题引起的非计划停工有几次，主要还是烟机振值问题，其次是烟机叶片断裂。

烟机叶片断裂主要是疲劳断裂，除制造质量原因外疲劳断裂，一是因为烟机入口温度超温，烟机叶片在732℃超温1小时可缩短寿命5%；在760℃超温0.5小时可缩短寿命20%，所以在反再岗位控制再生温度时严禁超温事故发生，要经常留意烟机入口温度的变化控制再生温度≯720℃。

二是因为轮盘冷却蒸汽品质不好，蒸汽带水导致催化剂在叶片、轮盘、流道的大量堆积而使振动和磨损加剧，此问题已经受到车间的关注，在轮盘冷却蒸汽入烟机前排凝处于长脱水状态，而且蒸汽来源改到气压机使用的3.5Mpa蒸汽乏汽出口上，且增加了一点轮盘冷却蒸汽温度用于观察蒸汽温度的变化，但是在管线上开排凝脱水是脱不净的，因为管线空间小流速快没有缓冲空间，还是有部分水流过排凝点进入到烟机内，建议应该在烟机轮盘冷却蒸汽入口处加一个缓冲罐，通过罐底排凝常开脱水效果会更好。

烟机振值高主要是烟机叶片结垢，动叶片边缘处10g的结垢物，对叶片不平衡度的贡献值为0.0075g.mm/kg。

根据中国石油集团公司交流会得知，烟机叶片结垢的一般规律是：

烟机入口温度较高（670~720℃）或较低（620℃以下）条件下结垢现象较少或较轻；而结垢较严重的温度是在640~660℃，常出现烟机振值偏高现象。

这是因为操作波动使待生催化剂夹带的油气在再生器内未充分燃烧掉，这部分未被汽提掉的油气与少量催化剂进入到烟机，因为烟机叶片做工造成瞬间温度急剧下降，尤其与催化剂便粘结在烟机的动、静叶片上形成粘合物，在遇高温时粘合物与高温氧作用下便烧结成较硬的固态物。

从此可看出若要保持烟机的长周期运行首先控制再生温度来控制烟机入口温度在670℃以上但温度不能超过723℃所以再生温度控制在不大于720℃是合理的；我车间受再生温度制约控制烟机入口温度620℃以下是不可行的，而烟机入口温度在640~660℃又易于结垢，现在再生温度695℃时烟机入口温度是665℃大于660℃结垢上限，所以控制再生温度690~720℃比较合理，操作温度不能大幅调整和波动。

另外控制烟机入口催化剂颗粒浓度也可以减轻烟机振值偏高，我车间上了一套三旋出入口激光监测催化剂颗粒系统时时监测，再有实践证明四旋投用并每天排灰一次是有效果的，三旋效率较高，并出口浓度较低，要加强这方面的监管保证每天傍晚四旋排灰一次，由于排灰系统在催化剂冲刷作用下经常会发生泄漏，上周期严重时四旋废催化剂储罐锥体大阀吹漏导致无法排灰影响四旋投用，检修时由于阀门须特殊材质并没有加两道阀门用以切断吹灰系统，建议还是增加一道阀常开，事故状态下关闭起切断维修作用，平时还要加强巡检排灰系统，早发现早解决。

2007年10月3日烟机叶片断裂

5、特阀。

从2002年至2008年7月有由于特发引起的切断进料，说明特阀更需要关注，因为其特殊性，动一阀而牵全装置。

需要定期检查特阀的油温、油位、油泵有无杂音，现场有无信号报警、特阀动作时有无声响、活动是否自如、电路和定位器是否有进水的可能、现场改手动是否好使等，最重要的还是对操作员的培训，对于判断特阀出现故障的前兆和熟练改到手动控制维持生产的技能，培养技术人员懂特阀结构和故障排查与维修，这样才能保证特阀的长周期使用。

5、气压机。

虽然因为气压机停工的几率很小但气压机停机却不容忽视，如果处理得不及时得当，停工还是必然的。

气压机停机主要还是振值高、汽轮机结垢和仪表问题造成，最近几次振值高与仪表探头关系还是很大的，所以全面排查仪表问题是必要的；另外要注意3.5Mpa蒸汽量和压力的变化；还要注意氮气密封系统的压力变化，一旦系统压力低于0.42Mpa要及时熟练的将氮气系统切到备用氮气瓶上；反再岗位调节气压机转数时注意不要超速控制在8500转/时以内。

6、设备泄露。

2007年8月份再生器燃烧有喷嘴漏是很典型的，一旦无法在先堵住的泄漏最终还是会造成停工的，而紧急停工恰好是操作最大的波动，谁之而来的次生事故会频发，所以平时要经常检查设备运转和泄漏问题，周检查要坚持并认真，更重要的是及时处理，我个人认为周检应该在周一，并作为重点，这样在这一周里会很好的得到整改，周五的检查只作为复检。

7、公用工程影响。

水、电、汽、风等公用工程对装置运行平稳也起到至关重要的作用，但这是对于一个装置来说是无法抗拒的，只能通过有异常现象及时通知厂里进行调整，同时做好相应的全面的预案，经常练兵来降低隐患和事故带来的危险性。

8、三旋结垢问题。

2005年5月份石油二厂南催化车间更换了三旋内胆（64根单管的多管立式），到2009年9月20日三旋效率降至零，进行了为期五天的三旋抢修，而后开工以来到2009年2月效率一直在85%左右，且三旋出口粒度合格。

但从2010年1月开始三旋效率逐步降低，最低值达到4%，且开始出现三旋出口粒度不合格的现象，到目前为止三旋效率维持在10%左右（具体可见附表），而且在10年8月31日烟机叶片断裂改备机生产。

目前三旋问题是制约我车间长周期较大的问题。

车间和厂里对其他可能影响三旋运行的因素也作了详细分析并采取了一些措施主要包括：

进入三旋的烟气体积流量、三旋压降、三旋下泄烟气量、催化剂质量（含水、钙、磷等）、入三旋蒸汽质量（钠含量、钙、磷及其他易结垢盐含量）、三旋本体设计。

采取的措施有：

1）、保证一定的三选入口烟气量使三旋单管操作气量保证在设计值内，这需要保证一定的再生器压力和风量，现在维持风量在9500NM3/h左右。

2）、保证三旋下泄烟气量，继续保持两路临街喷嘴通过烟气和四旋卸料线的持续畅通。

3）、密切关注蒸汽质量，就目前的汽包给水水质分析后调整加药方案或更换药剂来使蒸汽达标；并在检修时把汽包连排系统修复。

车间需每天定时按排污率进行汽包排污，同时建议低压除氧水除钠防止冬季防冻时高钠低压脱氧水窜入汽包内。

4）、催化剂灼减量经常超标，需通过几次采样分析才能合格，联系分析催化剂指标，同厂家研究因催化剂可能结垢的问题，并要求催化剂的达标。

5）、增加三旋效率测量频次，跟踪到底。

6）、定期切换烟机，在烟机振值上升到报警指时（前瓦报警值63.5μm，停机值89μm；后瓦报警值89μm，停机值110μm）立即切换烟机为备机生产。

7）、当三旋效率为零时，立即关闭烟机入口蝶阀，打开双动滑阀维持正常生产并切换烟机。

通过以上手段我们可以清楚的看到只是缓解了结垢速度，要想彻底解决三旋问题，还需要进一步研究。

多管立式三旋单管被堵原因

排除催化剂本身原因外，造成单管被堵的原因主要有：

（1）排尘返混现象严重，使粉尘积聚不能及时排除；

（2）烟气中含水量较高，多孔催化剂细粉吸附水汽后发潮变粘；（3）排尘孔尺寸过小。

这些现象在短期的冷态试验中是难于发现的。

二、运行经验及管理措施

1.要确保操作平稳率，严格按照工艺卡片指标操作

工艺指标的平稳控制是长周期运行的基本保障。

生产组织中严格按照工艺指标组织生产，避免出现超温、超压造成设备损坏等影响装置长周期运行的设备事故出现。

车间对班组的操作平稳率应进行严格的考核，要求严格按照工艺卡片指标操作，温度、液面、压力、常量必须控制在工艺卡片指标范围内。

反应岗位反应温度、压力必须避免大幅度波动，防止沉降器旋风生气管背面焦块脱落，堵塞料退，造成系统跑催化剂。

分馏岗位必须严禁塔底出现短时间超高温或长时间超温操作，保证足够大的油浆循环量，油浆在塔底停留时间不超过5秒，塔底温度不超过350℃。

2005年7月5日到15日的停工，就是因为分馏塔底超温分馏系统结焦造成的。

2.严格执行生产操作受控制度，积极推进“四有一卡”，避免误操作

严格按照集团公司的生产操作受控要求指导生产，车间积极组织技术人员完善操作卡片，对于日常操作行为进行卡片化、指令化，避免由于误操作带来的潜在负面影响。

通过卡片化、指令化指导班组日常操作，通过技术人员签字确认班组工作执行情况，及时改进工作中暴露出不完善、不合理的问题，保证工作有序、安全、可控进行。

3.加强巡检，及时发现问题，避免事故

加强不间断巡检，真正落实到位巡检内容，达到及时发现事故隐患，及时处理消除隐患，防止隐患扩大化。

事故的发生往往是一个逐渐的过程，如果我们保证巡检质量，及时发现事故隐患的苗头，及时把它扼杀在萌芽状态，我们就能够避免事故的发生。

2005年2月2日-8日，因为热油泵房着火导致的紧急停工6天，如果能够及时发现，及时采取措施，就有可能避免这起事故。

4.认真整改隐患部位，保证检修施工质量

在检修过程中，应根据不同的设备、操作条件和不同的部位选择不同的衬里结构，再生斜管和提升管内部衬里必须保证修补质量，防止衬里脱落，堵塞沉降器旋风料腿，造成系统跑剂，装置被迫停工。

衬里施工完成后，烘干的时间一定要按规范严格执行，从实际情况来看，如条件允许，烘干时间长一些为好，使衬里中的水分有充分时间排出，特别是350℃以前的升温阶段要长。

检修是设备保养的最好时机，应本着“修就要修好”的原则，对于装置大修认真对待，对检修项目逐条现场挂牌落实到个人，确保每一个问题都得到解决，对检修施工严格按照《设备检维修规程》进行逐步确认,保证检修质量。

5.细化主备机切换方案，进行定期切换

考虑国产烟机转子的使用周期，建议每隔1年半对主备机进行在线切换，定期对烟机转子进行检查、维修，同时保证烟机轮盘冷却蒸汽的质量，避免结垢，影响烟机使用寿命。

6.保证各种助剂的有效使用和连续注入

钝化剂、油浆阻垢剂、破乳剂、脱氧水水处理药剂在证明有效性后，保证连续加入，并定期进行标定，检验其使用效果。

7.紧靠设计值操作，避免大幅偏离设计参数操作

各种操作参数必须紧靠设计值，严格避免长时间，大幅度偏离设计值操作。

8.加强人员培训和责任心教育，提高员工素质

装置能否实现长周期，关键在于人的素质，在于员工的操作水平。

因此应加强人员培训，提高业务水平和理论水平，同时加强责任心教育，提高员工的工作责任心。

9.加强工艺纪律、劳动纪律管理

要求定期脱水、脱碱的必须严格执行，并且执行到位。

比如每班进行脱水的封油罐、风罐，几乎每年都要发生因为封油脱水不及时，造成的机泵抽空或因为风罐脱水不及时，造成的仪表失灵误动作，进而造成装置大幅度波动。

装置改造后，汽油沉降时间加长，没有发生汽油带碱问题，但仍然要加强脱碱，以免影响汽油质量。

因此，必须加强管理，严肃考核制度，定期检查。

10.保证原料组成平稳，减少渣油、焦化蜡油组分

优化原料性质并尽量保持平稳，减少原料轻重大幅变化，在操作可控基础上严格考核平稳率。

主要是加强装置原料的安排，正确配置原料油和掺渣量，控制好与结焦有关的关键指标如密度、残碳、重金属含量等。

此外提高油浆外甩量，以保证在反应进料中生焦前身物含量尽可能低，也是预防结焦的手段之一。

11.细化各种事故预案，加强培训和演练

组织车间技术管理人员，细化各种停水电汽风的事故预案，做到事故预案的真实、准确、可操作性强，并针对各种预案加强对员工的宣贯、培训，同时按照演练计划，定期加强演练，演练切忌走过场，实实在在，力争达到实际效果。

由于生产上我们强化管理，细致落实各种生产预案的编制、培训和演练，已经在实际生产中很好地发挥了作用。

如在2月21日，因为东北电网晃电，全厂全部停电，面对这灾害性的恶劣条件，全体在班员工立即启动装置紧急停电、停风、停水、停汽预案，按部就班，有条不紊，按照日常演练的程序，落实各项安全环保措施。

由于预案高效可行，员工落实全面到位，南催化装置在全厂2.21大停电事故中没有发生一起跑冒串事故，没有发生一起人身伤害事故，没有发生一起管线冻凝事故，实现了安全、平稳停工，将事故损失降到最低。

三、结束语。

实现长周期运行是一项复杂的系统工程，需要从严格的工艺技术管理、加强设备维护、提高检修质量、保障公用工程系统平稳运行等多方面科学管理。

这里谈到的只是冰山一角，还有很多问题需要发现和解决，这就要求技术管理人员坚持不懈地经常分析各项指标数据，找到异常的地方及时解决；经常到现场巡检检查，发现隐患及时处理；学习专业知识，接触先进工艺，做好技术改造工作。

对员工要加强培训，保证各项工作能独立操作；建立激励体制，充分发挥员工的自主性，让操作员在操作中得到实惠。

以上是个人粗浅的看法，不够全面和专业，通过此次报告理清了部分影响长周期运行的因素，今后会注意更多的相关内容来指导操作。

2011年5月12日

石油二厂南催化车间

樊宁安